La CNE emitió nuevas disposiciones para que el CENACE active mecanismos competitivos de adquisición cuando sea necesario preservar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, e inició la primera convocatoria aplicable a la región Peninsular-Tabasco.
El 3 de abril de 2026 se publicó en el Diario Oficial de la Federación el acuerdo de la Comisión Nacional de Energía (“CNE”) mediante el cual se emitieron las Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los criterios que debe observar el Centro Nacional de Control de Energía en la aplicación de mecanismos competitivos para adquirir potencia, energía eléctrica, servicios conexos y otros productos asociados orientados a asegurar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (las “DACGs”).
Las DACGs regulan los criterios, requisitos y procedimientos que deberá observar el Centro Nacional de Control de Energía (“CENACE”) para implementar mecanismos competitivos de adquisición de Potencia, energía eléctrica, Productos Asociados y Servicios Conexos provenientes de Unidades de Centrales Eléctricas (“UCE”) y/o Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica (“SAEE”), cuando resulte necesario para preservar la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (“SEN”).
Estos mecanismos, previstos en el artículo 155 de la Ley del Sector Eléctrico y en el artículo 14 de su Reglamento, establecen un régimen excepcional orientado a facilitar la participación de los interesados cuando las condiciones del sistema requieran una respuesta ágil. Dependiendo de las circunstancias, podrá exceptuarse el cumplimiento de determinados requisitos previstos en la normativa aplicable, incluyendo ciertas garantías, permisos o disposiciones técnicas específicas. Las DACGs también incorporan figuras como la “Interconexión Temporal” y un procedimiento abreviado para adquirir el carácter de “Participante del Mercado Temporal”.
La activación de estos mecanismos procederá cuando existan condiciones que puedan comprometer la Confiabilidad del SEN, incluyendo desviaciones en los pronósticos de demanda y consumo, condiciones climatológicas, salidas programadas, solicitudes de interconexión o conexión, indisponibilidades, contingencias, diferimientos o degradación de generación, limitaciones en importaciones o exportaciones, restricciones en la infraestructura de transmisión o distribución, u otras situaciones que puedan afectar la operación del sistema.
Antes de activar un mecanismo competitivo, el CENACE deberá evaluar acciones alternativas, entre ellas el uso de unidades de generación con puntos de interconexión fijos o móviles, SAEE, Recursos de Demanda Controlable, importaciones o exportaciones con sistemas eléctricos vecinos, diferimiento del retiro de unidades, reubicación o habilitación de Unidades de Centrales Eléctricas Móviles y cualquier otro recurso que considere adecuado.
Si dichas acciones resultan insuficientes, el CENACE deberá notificar a la CNE y solicitar autorización a la Secretaría de Energía (“SENER”) para activar el mecanismo. La SENER contará con hasta cinco días hábiles para autorizar o negar la solicitud.
Una vez autorizada la activación, el CENACE deberá publicar una convocatoria pública dirigida a los integrantes del sector eléctrico y al público en general. Los participantes presentarán propuestas técnicas y económicas mediante Ofertas Monómicas, las cuales deberán incluir las características técnicas y operativas de la UCE o SAEE, un precio monómico fijo, único e inalterable, los periodos y perfiles de asignación y despacho, y los puntos de interconexión y niveles de tensión correspondientes.
La evaluación se realizará en dos etapas. Primero se verificará el cumplimiento de los requisitos técnicos, operativos y de interconexión establecidos en la convocatoria. Posteriormente, el criterio determinante para la adjudicación será el menor costo de adquisición para el sistema, sin distinguir entre tecnologías, siempre que se cumplan los parámetros técnicos aplicables.
Los participantes adjudicados deberán celebrar un contrato con el CENACE. Durante su vigencia, los vendedores estarán obligados a mantener disponibles los productos comprometidos, conservar las condiciones técnicas y operativas ofrecidas, asegurar la correcta interconexión de sus instalaciones y atender las instrucciones de despacho del CENACE.
Las UCE o SAEE que participen serán consideradas recursos firmes no despachables y únicamente podrán realizar las transacciones permitidas conforme a las DACGs y al contrato correspondiente. No podrán ofrecer Servicios Conexos distintos de los contratados, celebrar Transacciones Bilaterales Financieras, recibir Derechos Financieros de Transmisión ni participar en el Mercado de Certificados de Energía Limpia.
La liquidación de la energía eléctrica y de los Productos Asociados entregados se sujetará a los procesos y plazos estándar del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”). El CENACE deberá garantizar que los productos suministrados sean pagados al precio monómico pactado. Los costos netos derivados de estos mecanismos se distribuirán entre Suministradoras y Usuarios Calificados o, en determinados casos, podrán trasladarse a quienes hayan provocado su activación mediante el incumplimiento de obligaciones de cobertura.
Para garantizar el cumplimiento contractual, el vendedor deberá entregar al CENACE, a más tardar en la fecha de firma del contrato, una garantía mediante transferencia bancaria o carta de crédito stand-by por $100,000 pesos por cada MW contratado. El CENACE podrá ejecutar dicha garantía en caso de incumplimiento de las obligaciones contractuales. Las DACGs no prevén una garantía equivalente a cargo del CENACE.
En paralelo, el CENACE emitió la Primera Convocatoria para la región Peninsular-Tabasco, con el objetivo de mantener la seguridad de despacho, confiabilidad, calidad y continuidad del Sistema Interconectado Nacional durante los meses de mayor demanda de 2026 y 2027.
La convocatoria solicita Ofertas Monómicas para inyectar energía eléctrica a un nivel de tensión de 115 kV, con punto de interconexión en la Subestación Eléctrica Lerma, en Campeche, bajo los siguientes requerimientos:
• Del 11 de mayo al 31 de octubre de 2026: capacidad mínima de 247 MW y máxima de 260 MW, diariamente de 00:00 a 02:00 horas y de 16:00 a 24:00 horas, horario del centro de México.
• Del 1 de mayo al 31 de octubre de 2027: capacidad mínima de 250 MW y máxima de 260 MW, en los mismos horarios.
Los interesados debían presentar su Oferta Monómica a más tardar el 17 de abril de 2026 y acompañarla de una cotización adicional para el mismo periodo de 2028. Las ofertas debían cumplir con los requisitos previstos en las DACGs y en la Primera Convocatoria y enviarse al correo electrónico depmem.pen@cenace.gob.mx.
Las DACGs también abrogan el Acuerdo A/020/2018 de la extinta Comisión Reguladora de Energía, que regulaba las subastas por confiabilidad bajo el marco de la Ley de la Industria Eléctrica.
El nuevo esquema amplía de manera importante el alcance del mecanismo anterior. Mientras el régimen abrogado se enfocaba exclusivamente en la adquisición de Potencia, las DACGs permiten adquirir también energía eléctrica, Servicios Conexos y otros Productos Asociados. Asimismo, incorporan una mayor flexibilidad regulatoria, amplían las causales de activación y permiten que la duración de los contratos responda a las condiciones específicas que dieron origen al mecanismo, en lugar de limitarse a un plazo máximo de un año.
Para los participantes del sector eléctrico, estas disposiciones crean un nuevo canal de participación en mecanismos de confiabilidad con reglas específicas de elegibilidad, disponibilidad, garantías, interconexión y despacho. Resultará importante analizar cada convocatoria de manera individual, particularmente sus requerimientos técnicos, económicos y contractuales, antes de definir una estrategia de participación.
Von Wobeser y Sierra se encuentra a disposición para asesorar en el análisis e implementación de las DACGs, la evaluación de convocatorias y la estructuración de la participación en estos mecanismos competitivos.
